Проектирование электрической части ТЭЦ мощностью 300 МВт

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ

БЕЛОРУССКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Энергетический факультет

Кафедра “Электрические станции”

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

ДИПЛОМНОГО ПРОЕКТА

“Проектирование электрической части ТЭЦ мощностью 300 МВт”

Специальность Т 01.01 “Электроэнергетика”

Специализация Т 01.01.01“ Электрическая часть электростанций и подстанций”

Студент-дипломник

группы 106111 А.В. Поливанчук

Руководитель В.Н. Мазуркевич

Консультанты:

по разделу “Экономическая часть” А.И. Лимонов

по разделу “Теплотехническая часть” И.И. Ковшик

по разделу “Охрана труда” Л.П. Филянович

Ответственный за нормоконтроль П.И. Климкович

Минск 2006

ВВЕДЕНИЕ

электрическая станция трансформатор релейная защита

В настоящее время в связи с повышением единичной мощности энергетических блоков и электрических станций, увеличением неравномерности графиков электрических нагрузок и усложнением режимов эксплуатации оборудования ТЭС, удорожанием органического топлива возрастает актуальность задач обеспечения экономичной, надежной и маневренной работы электрических станций.

Одновременно предусматривается дальнейшее развитие теплофикации и централизованного теплоснабжения потребителей за счет ликвидации мелких низкоэкономичных котельных, использующих дефицитные виды топлива, что обеспечивает как экономию топлива, так и значительное высвобождение рабочей силы.

Большое внимание необходимо уделять реконструкции электрических станций, демонтажу и модернизации морально устаревшего оборудования и повышению на этой основе его технико-экономической эффективности.

Успешное функционирование народного хозяйства Республики Беларусь в значительной степени обуславливается устойчивой работой отраслей топливно-энергетического комплекса. Однако проблема обеспечения потребителей необходимыми объемами топлива и энергии в последние годы имеет тенденцию к обострению.

Республика Беларусь на 80% зависит от поставок ТЭР из России. В настоящее время республика покупает энергоносители в России по ценам ниже мировых. В дальнейшем ожидается переход на мировые цены и зависимость республики от ввоза энергоресурсов несомненно усилится. В связи с этим проблема сокращения импорта ТЭР приобретает государственное значение.

Тепловые электрические станции являются на сегодняшний день основным источником электрической энергии. Даже современные КЭС на сегодняшний день имеют невысокий КПД - это обусловлено технологией производства. Выработка электрической энергии на тепловом потреблении позволяет существенно повысить КПД и тем самым снизить расход столь дорогого на сегодняшний день топлива. В связи с этим проектирование и строительство новых ТЭЦ является основным направлением сбережения топливных ресурсов. Очевидно, что подобное направление топливосбережения возможно лишь при стабильной экономике и активно развивающемся производстве, требующем большие объёмы тепловой энергии.

Целью настоящего дипломного проекта является проектирование электрической части ТЭЦ-300 МВт.

Основное внимание в данном дипломном проекте уделяется разработке электрической части ТЭЦ и релейной защиты силового трансформатора. Так же рассматриваются вопросы выбора и расчета теплового оборудования, охраны труда и расчет технико-экономических показателей электрической станции.

2 ВЫБОР ЕДИНИЧНОЙ МОЩНОСТИ АГРЕГАТОВ И СТРУКТУРНОЙ СХЕМЫ ТЭЦ

К основному электрическому оборудованию электростанций относятся генераторы и трансформаторы. Количество и их параметры выбираются в зависимости от типа, мощности и схемы станции, мощности энергосистемы и других условий.

2.1 Выбор числа и мощности генераторов

Проектируемая ТЭЦ имеет потребителей на генераторном напряжении 10 кВ, отбираемая мощность в максимальном режиме 80 МВт, что составляет менее 30% мощности станции. Но принято решение о сооружении генераторного распределительного устройства (ГРУ) с расчетом на то, что в перспективе вырастит нагрузка потребителей.

При выборе числа и мощности генераторов ТЭЦ, присоединенных к шинам генераторного напряжения, руководствуемся следующими соображениями:

- Число генераторов присоединенных к ГРУ, должно быть не меньше двух и не больше четырех.

- Все генераторы принимаются одинаковой мощности.

- Суммарная мощность генераторов присоединенных к ГРУ должна несколько превышать выдаваемую потребителям мощность, включая собственные нужды.

Исходя из выше сказанного, и выбранных ранее турбин 2Т-100 присоединяем к ГРУ генераторы 2ТВФ-110-2ЕУЗ.

Так как суммарная мощность ТЭЦ превышает нагрузку на генераторном напряжении, то устанавливаем блоки генератор-трансформатор и подключаем их к распределительному устройству (РУ) повышенного напряжения. Мощность генераторов выбираем исходя из мощности ТЭЦ, мощности выдаваемой на повышенном напряжении и выбранных ранее теплофикационных турбин 1Т-100. Таким образом, устанавливаем генератор ТВФ-110-2ЕУЗ.

Параметры генераторов приведем в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Параметры генераторов

Генератор	S, МВА	Uн, кВ	Iн, кА	nном, об/мин	cosц	XdЅ
ТВФ-110-2ЕУЗ	137,5	10,5	7,56	3000	0,8	0,189

2.2 Разработка структурных схем

До разработки главной схемы составляются структурные схемы выдачи электроэнергии, на которых показываются основные функциональные части установки (генераторы, трансформаторы, распределительные устройства) и связи между ними.

Схемы выдачи электроэнергии зависят от типа и мощности станции, состава оборудования (числа генераторов, трансформаторов) и распределения нагрузки между распределительными устройствами разного напряжения.

Варианты структурных схем представлены на рисунках 2.1 и 2.2.

Рисунок 2.1- Первый вариант структурной схемы ТЭЦ 300

Рисунок 2.1- Второй вариант структурной схемы ТЭЦ 300

2.3 Выбор трансформаторов для структурных схем

Выбор трансформаторов для первой структурной схемы рисунок 2.1.

Блочный трансформатор выбирают по мощности генератора за вычетом мощности на собственные нужды и нагрузку. Нагрузка собственных нужд принимаем в зависимости от типа электростанции и рода топлива. Из [3] для газомазутных ТЭЦ Р_сн = 6 %. Тогда для блоков 110 МВт .

Мощность блочного трансформатора Т3 рисунок2.1:

(2.1)

где - мощность генератора, МВ А;

- нагрузка на собственные нужды.

По (2.1) находим:

Принимаем трансформатор двухобмоточный типа ТДЦ-125000/110 [4].

Рассчитаем мощности, которые будут течь по обмоткам трансформаторов связи в разных режимах работы.

Режим максимальных нагрузок.

Режим минимальных нагрузок.

Аварийный режим (отключен один из генераторов).

По справочнику [4] выбираем трансформатор ТДЦ-125000/110

Мощность трансформаторов собственных нужд выбираем из процента расхода на собственные нужды от мощности генераторов ТЭЦ. Мощность пускорезервного трансформатора собственных нужд определяем исходя из условия замены одного из наибольших рабочих трансформаторов СН и одновременного обеспечения запуска блока. Она примерно в 1,5 раза больше мощности рабочего трансформатора собственных нужд. Рабочие трансформаторы собственных нужд блоков присоединяются к отпайкам от токопроводов генераторного напряжения. Пускорезервный трансформатор собственных нужд присоединен к распределительному устройству высшего напряжения. Все трансформаторы СН, а также повышающие трансформаторы Т1 и Т2 имеют регулирование под нагрузкой (РПН) для поддержания необходимого уровня напряжения на сборных шинах.

Выбор трансформаторов для второй структурной схемы рисунок 2.2.

Режим максимальных нагрузок.

Режим минимальных нагрузок.

Аварийный режим (отключен один из генераторов).

Т.к. трансформаторы работают параллельно, то необходимо учесть возможность перегрузки трансформатора на 40 %.

По справочнику [4] выбираем трансформатор ТДЦ-80000/110

Таблица 2.2 - Параметры трансформаторов

Трансформатор	S, МВА	Uн, кВ	Uк, %	Pк, кВт	Рх, кВт	Цена, тыс. у.е
ТДЦ-80000/110	80	121/10,5	10,5	310	85	113,7
ТДЦ-125000/110	125	121/10,5	10.5	400	120	140

Предварительный выбор реакторов

Выбираем реактор РБДГ-10-4000-0,18У3.

3 РАЗРАБОТКА ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ

Главной схемой называют порядок соединения основного оборудования станции (генераторов, трансформаторов) между собою и с отходящими линиями.

Главная схема должна обеспечивать безотказную выдачу мощности электрической станции, другими словами, быть надежной. Требование надежности является одним из самых основных предъявляемых к схемам электрических соединений станции. Т.е. свойство системы, аппарата, схемы выполнять свои функции в разнообразных условиях эксплуатации при сохранении заданных параметров процесса.

Вторым важным требованием, предъявляемым к главным схемам, является их экономичность, т.е. требование минимальных затрат материальных ресурсов и времени при сооружении РУ, а так же минимальных ежегодных расходов на его эксплуатацию.

Весьма существенным является требование маневренности главной схемы, под которым понимают возможность легкого приспособления схемы к изменяющимся условиям работы, как в эксплуатации, так и при расширении станции, а так же возможность ремонта оборудования РУ без нарушения нормальной работы присоединений (ремонтопригодность).

Отдельно стоит важное требование безопасности в обслуживания РУ; в числе прочих факторов, от которых она зависит, - простота и наглядность главной схемы. Наглядность схемы и ее хорошая обзорность в натуре значительно повышают оперативную надежность, уменьшая вероятность ошибочных действий персонала [3].

Главная схема электрических соединений электростанций является техническим документом при проектировании, монтаже и эксплуатации.

Главная схема электрических соединений разработана по структурной схеме выдачи мощности станции.

К схеме РУ повышенного напряжения предъявляются следующие требования по надежности электроснабжения.

? Повреждение или отказ любого выключателя не должно приводить к отключению более одной цепи двухцепной линии.

? Отключение электрических линий следует производить не более чем двумя выключателями, отключение повышающих трансформаторов, автотрансформаторов связи, трансформаторов собственных нужд - не более чем тремя выключателями.

? Должна быть обеспечена возможность ремонта выключателей без отключения соответствующих присоединений.

Для выбора схемы распределительного устройства (РУ), определяется число присоединений в каждом из них, которое рассчитывается как сумма числа отходящих к потребителям линий (nлэп), числа линий связи с системой (nсв) и числа трансформаторов связи (nт.св) или питающих трансформаторов (nт), подключенных к данному РУ.

(4.1)

Количество отходящих линий определяем исходя из дальности передачи и экономически целесообразных величин передаваемых мощностей:

(4.2)

где - максимальная нагрузка, МВт;

- наибольшая передаваемая мощность на одну линию, МВт.

Протяженность ЛЭП различных напряжений и соответствующие им наибольшие передаваемые мощности приведены в таблице 4.2.1.

Таблица 4.2.1

Напряжение линии в кВ	Наибольшая длина передачи, км	Наибольшая передаваемая мощность на одну цепь, МВт
6-10	10-15	3-5
110	50-150	25-50

Из [10] для линий 110 кВ предаваемая мощность равна 25-50 МВт. Отсюда находим:

Согласно (4.2) nлэп 230/50. Принимаем nлэп = 5. Тогда в со-ответствии с (4.1) количество присоединений к РУ 110 кВ равно: nп = 3+2+2+2=9. Таким образом, схему РУ 110 кВ принимаем с двумя рабочими и третей обходной системами шин (рис. 4.2.1).

Рисунок 4.2.1 Распределительное устройство 110 кВ.

Исходя из уровня напряжения и числа присоединений выбираем схемы распределительных устройств:

? ОРУ ? 110 кВ ? двойная система шин с обходной

Количество присоединений к РУ 10 кВ определяем аналогично. На рисунках 4.2.2 и 4.2.3 представлены схемы РУ 10 кВ для вариантов № 1 и № 2 соответственно.

Рис.4.2.2. Принципиальная электрическая схема распределительного устройства 10 кВ.

Рис. 4.2.3. Принципиальная электрическая схема генераторного распределительного устройства

При разработке главной схемы электрических соединений ТЭС возникает ряд вариантов, подлежащих анализу и сопоставлению по технико-экономическим показателям. Технико-экономическое сравнение вариантов может производиться с целью выявления наиболее экономичного варианта распределения генераторов между различными напряжениями, определения мощности генераторов (трансформаторов), выбора схемы РУ, когда заданным техническим требованиям удовлетворяют несколько схем.

Технико-экономическое сравнение для выбора главной схемы электрических соединений выполняется по следующим группам показателей: потери генерирующей мощности и отходящих линий при различных авариях и ремонтных режимах, капитальные затраты, потери энергии и приведенные затраты.

Сравнение производится по минимуму приведенных затрат:

(4.3)

где Рн - нормативный коэффициент, принимаем 0,125;

К - капитальные вложения, тыс.у.е.;

И - годовые издержки, тыс.у.е.;

У - народнохозяйственный ущерб, тыс.у.е.

Для уменьшения объема вычислений целесообразно исключать из расчета капиталовложения, которые являются одинаковыми для обоих вариантов схем [10].

Капиталовложения в различные варианты электроустановки приведены в таблице 4.1.

Годовые эксплуатационные издержки складываются из ежегодных эксплуатационных расходов на амортизацию оборудования И_а и расходов, связанных с потерями энергии в трансформаторах РУ:

где Р_а и Р_о - отчисления на амортизацию и обслуживание, %;

ДЭ - потери энергии в кВт·ч;

в - стоимость одного кВт·ч потерянной энергии, равная 0,8 коп/(кВт·ч).

Таблица 4.1

Оборудование	Стоимость единицы, у.е.	Варианты
		Первый	Второй
		Кол-во ед., шт.	Общ. ст., у.е.	Кол-во ед., шт.	Общ. ст., у.е.
Ячейки выключателя 110кВ	42.6	1	42.6	-	-
ТДЦ-80000/110	113,7	-	-	2	227,4
ТДЦ-125000/110	140	2	280	-	-
ТДНС-16000/110	48	1	48	-	-
ТДНС-16000/20	43	-	-	1	43
Реактор с выключателем на вводе, 4000 А	26.6	4	106.4	-	-
Линейный групповой ре-актор, 2500 А	27.18	-	-	8	217.4
Ячейки выключателя 10кВ с реактором	24.5	-	-	1	24.5
Ячейки выключателя 10кВ	17.6	6	105.6	2	70.4
Итого			574,6		595,7

Годовые эксплуатационные издержки складываются из ежегодных эксплуатационных расходов на амортизацию оборудования Иа и расходов, связанных с потерями энергии в трансформаторах РУ,

(4.4),

где Ра и Ро - отчисления на амортизацию и обслуживание,%.

Для электрооборудования напряжением 35-150 кВ Ра=6,4%; Ро=3%;

Э - потери энергии в кВт^. ч;

- стоимость одного кВт^.ч потерянной энергии, равная 0,8 у.е./( кВт^.ч).

Потери энергии, кВт^.ч, в двухобмоточном трансформаторе [1,3]:

(4.5),

где Рхх - потери холостого хода;

Ркз - потери короткого замыкания;

Sн - номинальная мощность трансформатора, МВА;

Sм - максимальная нагрузка трансформатора, МВА;

Т - число часов работы трансформатора, принимаем 8760 ч.;

- число часов максимальных потерь; определяется по графической зависимости = (Тм) (ф = 3600 час)[2].

Согласно (4.1)-(4.5) имеем следующее:

Т.к. число и мощность генераторов и трансформаторов в обоих вариантах совпадает, то потери электроэнергии в трансформаторах считаем равным как в первом случае, так и во втором. Следовательно, в расчетах не учитываем.

Варианты равноценны. Для дальнейшего расчета выбираем первый вариант.

На рисунке 4.3.1 приведена принципиальная схема электрических соединений, соответствующая варианту №1. Более подробно схема электрических соединений ТЭЦ показана на листе 3.

Рисунок 4.3.1. Принципиальная схема электрических соединений

4. РАЗРАБОТКА СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ СОБСТВЕННЫХ НУЖД. ВЫБОР ТСН И РТСН

Система питания собственных нужд (СН) электрических станций занимает особое положение среди других потребителей энергосистемы. Нарушение электроснабжения механизмов собственных нужд вызывает нарушение работы не только самой станции, но и потребителей энергосистемы в случае недостатка мощности.

Потребители СН электрических станций относятся к 1 категории по надежности питания и требуют электроснабжения от двух независимых источников. В пределах 1 категории потребители СН тепловых станций делятся на группы ответственных и неответственных. Ответственными являются механизмы СН, кратковременная остановка которых приводит к аварийному отключению или разгрузке агрегатов станции.

Приводы механизмов собственных нужд станции получают питание от РУ собственных нужд. Согласно [11] электродвигатели собственных нужд принимаются в основном асинхронными с короткозамкнутым ротором. Их конструкция относительно проста, поэтому они надежны в работе и несложны в обслуживании.

Напряжение собственных нужд ТЭЦ принимаем 6 кВ при напряжении генераторов 10 кВ. Питание СН осуществляется от трансформаторов. Рабочие трансформаторы собственных нужд ТЭЦ присоединяются отпайкой от блока между генераторным выключателем и трансформатором. Мощность рабочих трансформаторов СН выбираем исходя из процента расхода на СН от мощности генераторов.

Количество секций 6 кВ для блочной ТЭЦ принимаем две на каждый блок. Каждая секция присоединяется к рабочему трансформатору СН. Трансформаторы ТСН 1, ТСН 2, ТСН 3 питают секции 6кВ соответственно первого блока 1А, 1Б, второго блока - 2А, 2Б, третьего блока - 3А, 3Б (рис. 5.1). К этим секциям присоединяются электродвигатели 6 кВ турбинного и котельного отделения, общестанционная нагрузка и трансформаторы 6 / 0.4 кВ.

Мощность ТСН ТЭЦ определяется по формуле (5.1):

(5.1)

где нагрузка собственных нужд определена в разделе 2, МВт;

Тогда для генераторов ТВФ - 110 - 2ЕУЗ

Принимаем по [4] трансформатор ТДНС-10000/35 с U_к = 8 %.

Резервное питание секций СН осуществляется от резервной магистрали, связанной с резервным трансформатором СН (ПРТСН).

Резервную магистраль для увеличения гибкости и надежности секционируем выключателями через два блока.

На ТЭЦ с числом рабочих трансформаторов СН 3 принимаем один пускорезервный трансформатор СН. Мощность резервного трансформатора СН должна обеспечить замену рабочего трансформатора одного блока и одновременный пуск или аварийный останов второго блока. Мощность резервного трансформатора СН принимаем примерно в 1.5 раза больше мощности наибольшего рабочего трансформатора СН. Резервный трансформатор СН присоединяем к сборным шинам повышенного напряжения (110 кВ), которые имеют связь с энергосистемой по линиям ВН (на случай аварийного отключения всех генераторов станции).

Таким образом в качестве резервного устанавливаем трансформатор ТДНС-16000/20 с U_к = 10 %.

Многочисленные потребители СН напряжением 0.4 кВ и часть общестанционной нагрузки питаются от секций 0,4 кВ, получающих питание от трансформаторов 6/0.4 кВ. Наиболее ответственные потребители присоединены на полусекции 0,4 кВ, отделяемые автоматами от остальной части этих же секций. Трансформаторы 6/0.4 кВ устанавливаем по возможности в центрах нагрузки: в котельном и турбинном отделении, в объединенном вспомогательном корпусе, на ОРУ, в компрессорной и т.д.

Резервирование РУ СН 0.4 кВ на ТЭЦ осуществляется от трансформаторов 6/0.4 кВ, число и мощность которых осуществляется по такому же принципу, как и резервирование РУ СН 6 кВ. При этом рабочий и резервирующий его трансформатор присоединяются к разным секциям СН 6 кВ.

Для поддержания необходимого уровня напряжения на шинах собственных нужд ТСН и ПРТСН имеют РПН.

Для ограничения токов короткого замыкания применяется раздельная работа секций 6 кВ. Для ограничения токов короткого замыкания на стороне 0,4 кВ на вводах к сборкам устанавливаем реакторы.

5 РАСЧЕТ ТОКОВ КЗ

Для выбора и проверки электрических аппаратов необходимо, прежде всего, правильно оценить расчетные условия КЗ, составить расчетную схему, наметить места расположения расчетных точек КЗ, определить расчетное время протекания тока КЗ.

На схеме намечают расчетные точки, соответствующие наиболее тяжелым условиям:

? на сборных шинах РУ каждого напряжения,

? на выводах генераторов,

? за рабочими и резервными трансформаторами собственных нужд.

Расчетное время КЗ оценивают в зависимости от цели расчета. Если необходима проверка оборудования на электродинамическую стойкость, то время берется равным нулю. Если необходима проверка выключателей на отключающую способность, то время определяется как сумма наименьшего возможного времени действия защиты (0,01 с.) и собственного времени отключения выключателя.

В качестве расчетного вида короткого замыкания принимается трехфазное замыкание.

Расчет будем проводить по программе ТКZ.

Составим расчётную схему (рисунок 6.1), которая представляет собой однолинейную электрическую схему проектируемой станции, в которую включены все источники питания и всевозможные связи между ними и системой.

Рассчитаем сопротивления элементов, используя данные задания и параметры выбранных ранее трансформаторов и генераторов.

Расчёт будет производиться в относительных единицах. Принимаем

S_б = 1000 МВ·А.

Данные необходимые для расчета сопротивлений данных генераторов и трансформаторов сведены в таблицу 6.1.

Таблица 6.1 - Данные по трансформаторам и генераторам

Элементы электроустановки	Исходные параметр	Выражения для определения сопротивления в о.е.	Значения сопротивления
Генераторы Г1, Г2, Г3	Х”d.ном Sном	Х*=Х”d.ном Sб/Sном	Х*=0,1891000/137.5=1.375
Трансформаторы Т3	Uк % Sном	Х*=(Uк% /100)(Sб /Sном)	Х*=(10.5/100)(1000/125)=0,84
Трансформаторы Т1, Т2	Uк % Sном	Х*=(Uк% /100)(Sб /Sном)	Х*=(10.5/100)(1000/125)=0,84
Трансформаторы ТСН3	Uк % Sном	Х*=(Uк% /100)(Sб /Sном)	Х*=(8/100)(1000/10)= 8
Трансформаторы ТСН1, ТСН2	Uк % Sном	Х*=(Uк% /100)(Sб /Sном)	Х*=(8/100)(1000/6,3)= 8
Пускорезервный ТСН	Uк % Sном	Х*=(Uк% /100)(Sб /Sном)	Х*=(10/100)(1000/16)=6,25
Энергосистема	Sном Хc.ном	Х*= Хc.номSб /Sном	Х*=0,321000/7000=0.046
Реактор	Хр	Х*=Хр Sб /U2	Х*=0,181000/10,52=1,633
Линия электропередачи	Худ L	Х*=ХудLSб /U2ср	Х*=0,4951000/1152=1,437

Линии:

Сопротивление линии определяется по формуле

(6.1)

где Х_уд - удельное сопротивление 1 км линии, равное 0,4 Ом;

l - длина линии;

U_ср.н. - средненоминальное напряжение;

n - число цепей.

Сопротивление двухцепной линии соединяющей станцию с энергосистемой:

Схема замещения представлена на рисунке 6.1

Рассчитаем токи короткого замыкания по программе TKZ. Файл исходных данных и результаты расчета приведем в приложении А. Составим таблицу 6.2 по которой будет формироваться файл исходных данных.

Таблица 6.2 - Данные для программы TKZ

РЭЗУЛЬТАТЫ РАЗЛIКАУ ПА ПРАГРАМЕ TKZ

Прызнак разлiку каэфiцыентау размеркавання токау кароткага замыкання па галiнах схемы: 2

Прызнак схемы нулявой паслядоунасцi: 0

Н У М А Р В У З Л А К З: 1

Базiснае напружанне вузла КЗ, кВ: 115.000000

Базiсны ток у вузле КЗ, кА: 5.020437

Рэзультатыунае супрацiуленне схемы адносна вузла КЗ:

- для токау прамой (адварот.) паслядоун. (адн.адз.) 2.760924E-01

Перыядычная састауляльная звышпераходнага току КЗ (КА):

- трохфазнае 18.183900

- двухфазнае 15.747720

Сiметрычныя састауляльныя току КЗ (КА):

Прамая Адваротная Нулявая

- трохфазнае 18.1839

- двухфазнае 9.0920 9.0920

Каэфiцыенты размеркавання сiметрычныых састауляльных тока КЗ па галiнах схемы (дадатным накiрункам у галiне лiчыцца накiрунак ад канца галiны з большым нумарам да канца з меньшым нумарам)

Галiна схемы Прамая Адваротная Нулявая

0 1 -.6261 .6261

0 2 -.1246 .1246

0 3 -.1246 .1246

0 4 -.1246 .1246

1 2 .1246 -.1246

2 5 .0000 .0000

2 6 .0000 .0000

2 7 .0000 .0000

1 3 .1246 -.1246

3 8 .0000 .0000

3 9 .0000 .0000

3 10 .0000 .0000

1 4 .1246 -.1246

4 11 .0000 .0000

1 12 .0000 .0000

Н У М А Р В У З Л А К З: 2

Базiснае напружанне вузла КЗ, кВ: 10.500000

Базiсны ток у вузле КЗ, кА: 54.985740

Рэзультатыунае супрацiуленне схемы адносна вузла КЗ:

- для токау прамой (адварот.) паслядоун. (адн.адз.) 6.278375E-01

Перыядычная састауляльная звышпераходнага току КЗ (КА):

- трохфазнае 87.579570

- двухфазнае 75.846140

Сiметрычныя састауляльныя току КЗ (КА):

Прамая Адваротная Нулявая

- трохфазнае 87.5796

- двухфазнае 43.7898 43.7898

Каэфiцыенты размеркавання сiметрычныых састауляльных тока КЗ па галiнах схемы (дадатным накiрункам у галiне лiчыцца накiрунак

ад канца галiны з большым нумарам да канца з меньшым нумарам)

Галiна схемы Прамая Адваротная Нулявая

0 1 -.3886 .3886

0 2 -.4566 .4566

0 3 -.0774 .0774

0 4 -.0774 .0774

1 2 -.5434 .5434

2 5 .0000 .0000

2 6 .0000 .0000

2 7 .0000 .0000

1 3 .0774 -.0774

3 8 .0000 .0000

3 9 .0000 .0000

3 10 .0000 .0000

1 4 .0774 -.0774

4 11 .0000 .0000

1 12 .0000 .0000

Н У М А Р В У З Л А К З: 5

Базiснае напружанне вузла КЗ, кВ: 6.300000

Базiсны ток у вузле КЗ, кА: 91.642900

Рэзультатыунае супрацiуленне схемы адносна вузла КЗ:

- для токау прамой (адварот.) паслядоун. (адн.адз.) 8.627837

Перыядычная састауляльная звышпераходнага току КЗ (КА):

- трохфазнае 10.621770

- двухфазнае 9.198722

Сiметрычныя састауляльныя току КЗ (КА):

Прамая Адваротная Нулявая

- трохфазнае 10.6218

- двухфазнае 5.3109 5.3109

Каэфiцыенты размеркавання сiметрычныых састауляльных тока КЗ па галiнах схемы (дадатным накiрункам у галiне лiчыцца накiрунак

ад канца галiны з большым нумарам да канца з меньшым нумарам)

Галiна схемы Прамая Адваротная Нулявая

0 1 -.3886 .3886

0 2 -.4566 .4566

0 3 -.0774 .0774

0 4 -.0774 .0774

1 2 -.5434 .5434

2 5 -1.0000 1.0000

2 6 .0000 .0000

2 7 .0000 .0000

1 3 .0774 -.0774

3 8 .0000 .0000

3 9 .0000 .0000

3 10 .0000 .0000

1 4 .0774 -.0774

4 11 .0000 .0000

1 12 .0000 .0000

Н У М А Р В У З Л А К З: 6

Базiснае напружанне вузла КЗ, кВ: 10.500000

Базiсны ток у вузле КЗ, кА: 54.985740

Рэзультатыунае супрацiуленне схемы адносна вузла КЗ:

- для токау прамой (адварот.) паслядоун. (адн.адз.) 2.260838

Перыядычная састауляльная звышпераходнага току КЗ (КА):

- трохфазнае 24.320960

- двухфазнае 21.062570

Сiметрычныя састауляльныя току КЗ (КА):

Прамая Адваротная Нулявая

- трохфазнае 24.3210

- двухфазнае 12.1605 12.1605

Каэфiцыенты размеркавання сiметрычныых састауляльных тока КЗ па галiнах схемы (дадатным накiрункам у галiне лiчыцца накiрунак

ад канца галiны з большым нумарам да канца з меньшым нумарам)

Галiна схемы Прамая Адваротная Нулявая

0 1 -.3886 .3886

0 2 -.4566 .4566

0 3 -.0774 .0774

0 4 -.0774 .0774

1 2 -.5434 .5434

2 5 .0000 .0000

2 6 -1.0000 1.0000

2 7 .0000 .0000

1 3 .0774 -.0774

3 8 .0000 .0000

3 9 .0000 .0000

3 10 .0000 .0000

1 4 .0774 -.0774

4 11 .0000 .0000

1 12 .0000 .0000

Н У М А Р В У З Л А К З: 4

Базiснае напружанне вузла КЗ, кВ: 10.500000

Базiсны ток у вузле КЗ, кА: 54.985740

Рэзультатыунае супрацiуленне схемы адносна вузла КЗ:

- для токау прамой (адварот.) паслядоун. (адн.адз.) 6.278375E-01

Перыядычная састауляльная звышпераходнага току КЗ (КА):

- трохфазнае 87.579570

- двухфазнае 75.846140

Сiметрычныя састауляльныя току КЗ (КА):

Прамая Адваротная Нулявая

- трохфазнае 87.5796

- двухфазнае 43.7898 43.7898

Каэфiцыенты размеркавання сiметрычныых састауляльных тока КЗ па галiнах схемы (дадатным накiрункам у галiне лiчыцца накiрунак

ад канца галiны з большым нумарам да канца з меньшым нумарам)

Галiна схемы Прамая Адваротная Нулявая

0 1 -.3886 .3886

0 2 -.0774 .0774

0 3 -.0774 .0774

0 4 -.4566 .4566

1 2 .0774 -.0774

2 5 .0000 .0000

2 6 .0000 .0000

2 7 .0000 .0000

1 3 .0774 -.0774

3 8 .0000 .0000

3 9 .0000 .0000

3 10 .0000 .0000

1 4 -.5434 .5434

4 11 .0000 .0000

1 12 .0000 .0000

Н У М А Р В У З Л А К З: 11

Базiснае напружанне вузла КЗ, кВ: 6.300000

Базiсны ток у вузле КЗ, кА: 91.642900

Рэзультатыунае супрацiуленне схемы адносна вузла КЗ:

- для токау прамой (адварот.) паслядоун. (адн.адз.) 8.627837

Перыядычная састауляльная звышпераходнага току КЗ (КА):

- трохфазнае 10.621770

- двухфазнае 9.198722

Сiметрычныя састауляльныя току КЗ (КА):

Прамая Адваротная Нулявая

- трохфазнае 10.6218

- двухфазнае 5.3109 5.3109

Каэфiцыенты размеркавання сiметрычныых састауляльных тока КЗ па галiнах схемы (дадатным накiрункам у галiне лiчыцца накiрунак

ад канца галiны з большым нумарам да канца з меньшым нумарам)

Галiна схемы Прамая Адваротная Нулявая

0 1 -.3886 .3886

0 2 -.0774 .0774

0 3 -.0774 .0774

0 4 -.4566 .4566

1 2 .0774 -.0774

2 5 .0000 .0000

2 6 .0000 .0000

2 7 .0000 .0000

1 3 .0774 -.0774

3 8 .0000 .0000

3 9 .0000 .0000

3 10 .0000 .0000

1 4 -.5434 .5434

4 11 -1.0000 1.0000

1 12 .0000 .0000

Н У М А Р В У З Л А К З: 12

Базiснае напружанне вузла КЗ, кВ: 6.300000

Базiсны ток у вузле КЗ, кА: 91.642900

Рэзультатыунае супрацiуленне схемы адносна вузла КЗ:

- для токау прамой (адварот.) паслядоун. (адн.адз.) 6.526093

Перыядычная састауляльная звышпераходнага току КЗ (КА):

- трохфазнае 14.042540

- двухфазнае 12.161190

Сiметрычныя састауляльныя току КЗ (КА):

Прамая Адваротная Нулявая

- трохфазнае 14.0425

- двухфазнае 7.0213 7.0213

Каэфiцыенты размеркавання сiметрычныых састауляльных тока КЗ па галiнах схемы (дадатным накiрункам у галiне лiчыцца накiрунак

ад канца галiны з большым нумарам да канца з меньшым нумарам)

Галiна схемы Прамая Адваротная Нулявая

0 1 -.6261 .6261

0 2 -.1246 .1246

0 3 -.1246 .1246

0 4 -.1246 .1246

1 2 .1246 -.1246

2 5 .0000 .0000

2 6 .0000 .0000

2 7 .0000 .0000

1 3 .1246 -.1246

3 8 .0000 .0000

3 9 .0000 .0000

3 10 .0000 .0000

1 4 .1246 -.1246

4 11 .0000 .0000

1 12 -1.0000 1.0000

Рассчитаем ударные токи

Для примера проведем расчет ударных токов в узле четыре, а результаты по остальным точкам, где ударные токи определяются аналогично, сведем в таблицу 6.3.

Ударный ток короткого замыкания рассчитывается по формуле 6.6:

(6.6)

где К_У - ударный коэффициент;

I_П0 - периодическая составляющая тока короткого замыкания.

Периодическая составляющая тока соответствующей ветви будет определена умножением коэффициента токораспределения соответствующей ветви на периодическую составляющую тока в точке короткого замыкания.

Таблица 6.3 - Ударные токи

Точка КЗ	Источник	Iп.0 кА	iу, кА
К1	Система	11,38	19,89
	Генератор 1,2,3	1,75	3,81
	Суммарная	18,18	37,18
К2=К4	Система	34,034	77,01
	Генератор 1	39,989	110,84
	Генератор 2,3	6,779	18,79
	Суммарная	87,58	225,43
К5=К11	Система	4,125	9,34
	Генератор 1	4,85	13,03
	Генератор 2,3	0,822	2,209
	Суммарная	10,622	26,789
К6	Система	9,45	21,38
	Генератор 1	11,1	29,84
	Генератор 2,3	1,88	5,06
	Суммарная	24,32	61,34
К12	Система	8,79	19,89
	Генератор1, 2,3	1,75	4,7
	Суммарная	14,04	33,99

6 ВЫБОР КОММУТАЦИОННОЙ АППАРАТУРЫ

Для примера произведем выбор выключателя и разъединителя для распределительного устройства 110 кВ. Результаты выбора остальных выключателей сведем в таблицы.

Выбор выключателя 110 кВ.

Предварительно намечаем элегазовый выключатель производства компании ВЭК - 110 - 40/2000У1. Далее производим проверку выключателя по важнейшим показателям.

По напряжению установки:

По длительному току:

Определим расчетные длительные токи наиболее мощного присоединения (трансформатора связи):

Проверка на симметричный ток отключения:

где - периодическая составляющая тока к.з в момент времени ф, с. ф=t_з.мин+t_с.в=0,01+0,04=0,05 с,

где t_з.мин=0,01с - минимальное время действия релейной защиты,

t_с.в - собственное время выключателя.

Отношение начального значения периодической составляющей тока КЗ от генератора Г3 при КЗ в точке 1 (см. П.6) к номинальному току

По данному отношению и времени определим с помощью кривых ( [1], рис. 3-27 ) отношение

Определяем номинальный ток удаленных генераторов, приведенный к точке к.з:

Находим отношения:

По данному отношению и времени определим с помощью кривых ([1], рис. 3-27 ) отношение

Проверка на отключение апериодической составляющей тока к.з.

Определим апериодическую составляющую тока к.з. по формуле (7.1):

(7.1)

Проверку будем производить по условию:

Если условие соблюдается, а , то допускается проверку по отключающей способности производить по полному току к.з.:

Проверка на термическую стойкость:

Тепловой импульс определим по формуле

(7.2)

где - время отключения (время действия к.з.) определяется по формуле (7.3).

(7.3)

где - время действия основной релейной защиты.

Тогда:

Условие термической стойкости выполнено:

На динамическую стойкость:

37,18 кА ? 102 кА, 15,34 кА?40 кА.

Таким образом, на ОРУ 110 кВ устанавливаем выключатель
ВЭК - 110 - 40/2000У1.

Также для примера произведем выбор разъединителя, который будет устанавливаться в ОРУ 110 кВ.

Предварительно намечаем по [4] разъединитель РНДЗ.1-110/1000У1 параметры, которого приведены в таблице 7.1. Далее производим проверку разъединителя по следующим показателям.

По напряжению установки:

По току:

По электродинамической стойкости:

по термической стойкости:

.

Данные по выбору сводим в таблицу 7.1.

Аналогично рассчитываем другие выключатели, и результаты сводим в таблицы.

Определим токи КЗ в системе собственных нужд энергоблока 110 МВт с учетом подпитки от электродвигателей. Питание секции осуществляется от рабочего трансформатора. Для дальнейшего расчета принимаем кВт.

Так как , то можно утверждать, что генератор находится на большой удаленности от места КЗ и его целесообразно для упрощения расчета включить в состав энергосистемы.

Из П.6 кА, а начальное значение периодической составляющей тока КЗ от эквивалентного электродвигателя секции Б

кА.

Ударный ток КЗ (ЭД)

кА

Суммарное начальное значение периодической составляющей тока КЗ

кА.

Ударный ток КЗ

кА.

Периодическая составляющая тока КЗ к моменту с (выключатель BB/TEL - 10 - 20/1000)

кА.

Апериодическая составляющая тока КЗ к моменту с

кА.

Определим токи КЗ в системе собственных нужд энергоблока 110 МВт с учетом влияния электродвигателей при питании от резервного трансформатора ТДНС-16000/20 с U_к = 10 %.

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ от эквивалентного ЭД

кА.

Суммарное начальное значение периодической составляющей тока КЗ

кА.

Ударный ток КЗ

кА.

Периодическая составляющая тока КЗ к моменту с

кА.

Апериодическая составляющая тока КЗ к моменту с

кА.

Выбор линейного реактора.

Сопротивление линейного реактора определяется из условия ограничения тока КЗ до отключающей способности выключателя BB/TEL -10-20/2500 ()

Результирующее сопротивление цепи КЗ до реактора можно определить по выражению:

где - ток КЗ на шинах 10,5 кВ

Требуемое сопротивление цепи КЗ для обеспечения

Тогда Х_Р=Х^ТРЕБ+Х_У = 0,303-0,25=0,053 Ом

Номинальный ток реактора определяется исходя из наибольшего тока гр. линий, подключенных к шинам секции 10,5 кВ.

Общая нагрузка, подключенная к шинам 10,5 кВ . Исходя из условия, что на 1 отходящую линию нагрузка не должна превышать 3-5 МВт, принимаем 16 отходящих линий. Тогда нагрузка на 1 линию , а нагрузка, проходящая через реактор 5*8=40 МВт, но т.к. у меня 4 на одну секцию 2 реактора, то 40/2=20 МВт.



По каталожным данным выбираем реактор РБД-10-2500-0,14У3

Выбор выключателей в цепи отходящих кабельных линий 10 кВ (в КРУ).

Расчетные токи продолжительного режима (см. выбор линейного реактора):

где - нагрузка на 1 линию

По каталожным данным выбираем вакуумный выключатель типа BB/TEL-10-20\600. Проверка условий выбора сведена в таблицу 7.2.

Таблица 7.1 - Выбор выключателя для ОРУ110 кВ

Расчетные данные	Данные выключателя ВЭК - 110 - 40/2000У1	Данные разъединителя РНД-110/1250Т1
UУСТ = 110 кВ	UНОМ = 110 кВ	UНОМ = 110 кВ
IМАХ = 0,727 кА	IНОМ = 2 кА	IНОМ = 1000 А
In,ф = 14,15 кА	Iотк.ном = 40 кА	#
ia,ф = 4,43 кА	ia,ном = 16,97 кА	#
Iп,0 = 18,18 кА	Iдин = 40 кА	#
iу = 37,18 кА	iдин = 102 кА	iдин = 160 кА
Вк = 23,45 кА2•с	I2тер•tтер = 7500 кА2•с	I2тер•tтер = 3969 кА2•с

Таблица 7.2 - Выбор выключателя и разъединителя для генераторов Г1, Г2

Расчетные данные	Данные выключателя МГУ-20-90/9500УЗ	Данные разъединителя РВР-20/6300УЗ
Uуст=20 кВ	Uном=20 кВ	Uном=20 кВ
Imax=7,96 кА	Iном=9,5 кА	Iном=8 кА
Iп,=76,504 кА	Iотк.ном=90 кА
Iп.о=87,58 кА	Iпр.с=105 кА
iу=225,43 кА	iпр.с=300 кА	iпр.с=320 кА
Вк=623,66 кА2с	I2T tT=32400 кА2с	I2T tT=62500 кА2с

Таблица 7.4 - Выбор выключателя и разъединителя устанавливаемых за ТСН Г1, Г2, Г3

Расчетные данные	BB/TEL-10-20/1000 (“Таврида электрик”)
Uуст=6,3 кВ	Uном=6,3 кВ
Imax=0,96 кА	Iном=1,0 кА
Iп,=9,6 кА	Iотк.ном=20 кА
Iп.о=10,477 кА	Iпр.с=20 кА
iу=26,66 кА	iпр.с=50 кА
Вк=24,14 кА2с	I2T tT=3200 кА2с

Таблица 7.6 - Выбор выключателя и разъединителя устанавливаемых за ПРТСН

Расчетные данные	Данные выключателя VD4 - 4 - 25/1600 (“Таврида электрик”)
Uуст=6,3 кВ	Uном=6,3 кВ
Imax=0,96 кА	Iном=1,6 кА
Iп,=9,6 кА	Iотк.ном=25 кА
Iп.о=8,907 кА	Iпр.с=25 кА
iу=21,458 кА	iпр.с=63 кА
Вк=24,14 кА2с	I2T tT=1875 кА2с

Таблица 7.7 - Выбор выключателя и разъединителя устанавливаемых за линейными реакторами

Расчетные данные	Данные выключателя BB/TEL -10-20/1000 (“Таврида электрик”)

7 ВЫБОР ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ

Основное электрическое оборудование ТЭЦ и аппараты в этих цепях соединяются между собой проводниками разного типа, которые образуют токоведущие части электрической установки.

Рассмотрим типы проводников, применяемых на данной ТЭЦ.

Участок от генератора до повышающего трансформатора, а также отпайка к трансформатору СН выполняем комплектным пофазно - экранированным токопроводом.

Участок от ТСН до сборных шин 6,3 кВ выполняем комплектным токопроводом.

Отпайка от блока генератор - трансформатор до реакторов выполняем гибким токопроводом.

Токоведущие части в ОРУ 110 кВ и ошиновка до рабочих трансформаторов и пуско - резервного ТСН выполняем гибким токопроводом.

Комплектный токопровод выбирается по номинальному току и номинальному напряжению и проверяется по следующим условиям:

I_max I_ном ; i_у i_дин , где I_max , I_ном - наибольший и номинальный ток в цепи соответственно, i_у , i_дин - значения ударного тока и тока динамической стойкости соответственно[1,3].

Выбор гибких токопроводов производится по экономической плотности тока [1,3]:

(8.1)

где I_норм - ток нормального режима (без перегрузок),

j_э - нормированная плотность тока, А/мм² .

Выбранное сечение проверяется [1,3]:

1. На нагрев:

I_max I_доп (8.2)

2. По термическому действию тока КЗ:

(8.3)

где q_min - минимальное сечение проводника,

С - функция, значения которой приведены в [1], таб.3-13.

3. По условиям коронирования (для проводников, напряжением 35 кВ и выше).

(8.4)

где Е₀ - максимальное значение начальной критической напряженности,

т - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (т=0,82),

r₀ - радиус провода, см.,

Е - напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода,

U - линейное напряжение, кВ,

D_ср - среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, находится как 1,26D,

где D - расстояние между соседними фазами, см.

Приведем пример выбора сборных шин 110 кВ и токоведущих частей от сборных шин до блочных трансформаторов, а результаты выбора остальных токоведущих частей занесем в таблицу 8.1.

Так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, принимаем сечение по допустимому току при максимальной на шинах, равной току наиболее мощного присоединения, в данном случае блока генератор - трансформатор:

Блочный трансформатор не может быть нагружен мощностью, большей чем, мощность генератора 137,5 МВА, поэтому

I_max=I_норм=722 А.

По [1],таб. 3.3 принимаем АС-400/22; q=400 мм²; d=26,6 мм; I_ном=830 А.

Проверка шин на схлестывание не производим, так как I_п.0⁽³⁾ 20 кА [10].

Проверку на термическое действие не производим, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе [12].

Проверка по условиям коронирования. Определим максимальное значение начальной критической напряженности

Напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода равна:

Согласно (8,3) 1,0724,9=26,6 0,930,4=27,4. Следовательно, данное сечение по условию коронирования проходит.

Токоведущие части от выводов 110 кВ блочного трансформатора до сборных шин выполняем гибкими проводами. Сечение выбираем по экономической плотности тока j_э=1 А/мм² ([1], таб.4.5):

Принимаем провод марки АС-400/22.Согласно выражению (8.2) 722 А830 А. Участок от сборных шин 110 кВ до пускорезервного трансформатора СН также выполняем проводом марки АС-400/22.

Таблица 8.1

Участок схемы	Тип проводника	Параметры
От генератора до по-вышающего транс-форматора и отпайка до ТСН	Пофазно-экранированый токопровод ГРТЕ-8550-250	Uном.ген=10 кВ; Uном.т=10 кВ; Iном.ген=6875 кА; Iном.т=8550 кА; Iдин.с.=250 кА; тип опорного изолятора - ОФР-20-375с.
Сборные шины 110 кВ и ошиновка до выводов повышаю-щих трансформаторов и до ПРТСН	Провод марки АС-400/22	Dнаруж.=26,6 мм; Iдоп.=835 А; q=400 мм2.
Отпайка от блока генератор-трансфор-матор до реакторов	Гибкий токопровод: два несущих провода марки АС-500/64, пять проводов марки А-500	АС-500/64: Dнаруж.=20,6 мм; Iдоп.=815 А; q=500 мм2, А-500: Dнаруж.=29,1 мм; Iдоп.=820 А; q=500 мм2.

Подобные документы

• Проектирование электрической части КЭС мощностью 600 МВт

  Выбор тепловой схемы станции, теплоэнергетического и электрического оборудования, трансформаторов. Определение расхода топлива котлоагрегата. Разработка схем выдачи энергии, питания собственных нужд. Расчет тепловой схемы блока, токов короткого замыкания.
  
  дипломная работа [995,3 K], добавлен 12.03.2013
  

• Проектирование электрической части ТЭЦ 120 МВт

  Особенности проектирования электрической части ТЭЦ и подбор основного оборудования. Разработка главной электрической схемы станции, конструкции распределительного устройства. Выбор схемы выдачи мощности в систему с минимальными потерями энергии.
  
  курсовая работа [1,0 M], добавлен 24.12.2011
  

• Проектирование электрической части ТЭЦ-200 МВт

  Знакомство с этапами проектирования электрической части ТЭЦ-200 мвт. Анализ проблем выбора силовых трансформаторов. Рассмотрение способов ограничения токов короткого замыкания на шинах генераторного напряжения. Особенности составления электрической схемы.
  
  курсовая работа [728,6 K], добавлен 08.12.2013
  

• Разработка конденсационной электрической станции для электрической мощности 300 МВт

  Структура организации охраны труда на предприятиях электрических сетей. Разработка вариантов схем и выдачи энергии. Расчет токов короткого замыкания. Выбор оборудования, измерительных приборов и измерительных трансформаторов, типов релейной защиты.
  
  дипломная работа [231,8 K], добавлен 06.06.2014
  

• Проектирование электрической части подстанции

  Особенности выбора силовых трансформаторов, трансформаторов тока. Расчет мощности, основное предназначение электрической части подстанции. Анализ схемы замещения сети и расчета значений короткого замыкания. Этапы проектирования городской подстанции.
  
  дипломная работа [684,1 K], добавлен 22.05.2012
  

• Проектирование электрической части станции

  Разработка структурной схемы электрической части станции. Распределительное устройство высшего и генераторного напряжения. Выбор коммутационных аппаратов, токоведущих частей, изоляторов, средств контроля и измерения. Расчет токов короткого замыкания.
  
  курсовая работа [722,7 K], добавлен 06.01.2012
  

• Проектирование электрической части подстанций

  Порядок проектирования электрической части станции, выбор мощности и типов трансформаторов и электрической схемы ГПП. Расчет токов при КЗ и при нормальных режимах работы. Правила и порядок проверки каждого аппарата при различных условиях режима работы.
  
  курсовая работа [488,4 K], добавлен 22.08.2009
  

• Проектирование электрической части атомных электростанций

  Разработка проекта схемы выдачи мощности атомной электростанции при выборе оптимальной электрической схемы РУ повышенного напряжения. Разработка и обоснование схемы электроснабжения собственных нужд блока АЭС и режима самопуска электродвигателей блока.
  
  курсовая работа [936,1 K], добавлен 01.12.2010
  

• Проектирование тепловой электрической станции для обеспечения города с населением 190 тысяч жителей

  Экономическое обоснование строительства ТЭЦ. Выбор и расчет тепловой схемы, котлоагрегата, основного и вспомогательного оборудования энергоустановки, топливного хозяйства и водоснабжения, электрической части. Разработка генерального плана станции.
  
  дипломная работа [572,0 K], добавлен 02.09.2010
  

• Проектирование электрической части КЭС мощностью 2400 МВт

  Проект конденсационной электрической станции. Разработка вариантов структурных схем. Выбор типов и конструкции синхронных генераторов и трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания. Выбор коммутационных аппаратов, контрольно-измерительных приборов.
  
  дипломная работа [1,3 M], добавлен 23.03.2015
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам